冶金企业6～35 k V供配电系统消弧柜的应用

李 新

1 引言

目前，冶金企业6～35 kV供配电系统普遍采用中性点不接地的运行方式。现有的运行规程规定：“3～35 kV中性点非直接接地的电网，发生单相接地故障时，允许继续运行两小时”。如果发生单相接地故障为弧光接地，则会在系统中产生最高值达3～3.5倍相电压的过电压，这样高的过电压如果持续作用于电网，使系统中的电压互感器发生饱和，激发铁磁谐振，造成互感器烧毁或导致避雷器爆炸；在健全相的绝缘薄弱环节造成绝缘对地击穿，将会引发相间短路的重大事故，危及电网及其供电设备的安全稳定运行。

2 过电压治理现状

中性点不接地系统过电压的治理是公司供电系统需要解决的问题，但因过电压产生因素较多、机理复杂，一直没有能彻底解决。随着公司电力系统的逐渐增容与发展，电力电缆的使用量急剧增加，6～35 kV系统中的各种过电压发生的几率也越来越高。公司供电系统现有110 kV变电站13个，降压至6 kV、10 kV、35 kV三个电压等级向各个配电区域供电，大多数采用电缆线路。公司自2002年开始逐渐淘汰中性点经消弧线圈接地的方式，而陆续采用消弧消谐柜来抑制系统过电压，当系统产生弧光接地时由消弧消谐柜控制器经过逻辑判断，将故障相通过高压真空接触器吸合接地，弧光接地转化为金属性接地，起到抑制系统过电压的作用。

目前系统投入运行的消弧消谐装置主要有4个生产厂家，共计48套。从近年运行状况和抑制过电压情况来看，消弧消谐装置存在的问题较多，在系统过电压时不能有效抑制过电压，多次导致事故扩大，不能保证系统安全稳定运行。

3 消弧消谐运行情况

随着公司生产规模的不断扩大，6～35 kV系统各站所对地容流不断增加，目前轧钢区域部分站所接地电容电流已接近140 A，炼铁区域部分站所10 kV系统对地容流已超过50 A，其他区域站所接地容流已接近50 A。当接地电流大于30 A时，故障产生的电弧往往不能自熄，造成弧光接地过电压概率增大，对系统的安全稳定运行构成威胁。现公司6～35 kV供配电系统内使用的消弧消谐柜，运行年限最长的已运行13年，现已有10套消弧消谐控制装置功能丧失、采样值误差较大或存在缺陷，弧光接地故障时消弧消谐柜动作准确率低，存在拒动或误动的现象，导致事故扩大。

动作情况见表1。

表1 动作情况统计表

4 消弧消谐存在的主要问题

4.1 消弧消谐装置正确动作率低，系统过电压持续时间长。根据近年来消弧消谐动作情况来看，正确动作率不到50%。大多数站所的消弧消谐装置已使用10年以上，反应迟缓，总出口时间长达700 ms左右。在系统发生弧光接地故障时，动作时间过长，不能在4个周波内迅速将弧光接地转化为金属性接地，4个周波后其过电压可达到3.5～5倍的相电压，导致电压互感器严重过载，轻者致使熔断器熔断，重者将造成互感器烧毁，由于弧光接地过电压持续时间较长，能量超过避雷器的承载能力，也可导致避雷器爆炸。

4.2 消弧装置采样值误差大或不同程度存在缺陷。在系统发生弧光接地时消弧装置由于存在缺陷，不能正常投入，系统抑制过电压的能力不足，起不到抑制弧光过电压的作用，可能导致系统大面积停电和设备损坏。如2014年5月27日的选烧区域变电所下级站发生电缆击穿单相接地，由于消弧装置存在缺陷未动作，系统过电压引起总降变电所10 kV 1#电压互感器烧损短路，Ⅰ段母线失压的事故；2014年9月17日的轧钢区域变电所10 kVⅢ段系统下级站水泵电机本体A相接地，由于消弧装置没有正常投入，系统过电压造成下级开关站内7个配出开路过电压保护器炸裂事故，影响了公司正常生产秩序，造成了巨大经济损失。

4.3 消弧装置控制器动作逻辑的不合理、不适用，在系统发生接地故障时存在事故扩大的风险。部分消弧装置动作逻辑为：当系统发生弧光接地后，在第一次检测到弧光接地时，装置投故障相真空接触器，保持6～7 s，使故障点充分去游离，绝缘强度恢复，然后释放真空接触器，装置继续检测系统三相电压；如真空接触器释放后，系统出现弧光复燃现象，则再次闭合故障相真空接触器，再保持7～8 s的时间后释放，如系统恢复正常，则装置恢复系统检测状态；如第二次真空接触器释放后系统再次出现弧光接地现象，则装置第三次投入故障相真空接触器并保持闭锁，同时发出接地故障报警信号。此动作逻辑适用于架空线路较多的配电区域，架空线路多发生接地后绝缘有自恢复能力。而对于冶金企业配电系统大多数采用电缆线路，电缆发生接地故障后往往是永久性故障，消弧装置反复动作，往往会加剧电缆绝缘损坏而发展为相间短路故障，造成对系统的冲击。当系统容流越大，此动作方式风险会越大。

4.4 消弧柜内配置的一次高压限流熔断器物理特性差，设计制造工艺达不到使用要求；熔断器额定电流没有根据系统最大容流认真进行核算，选择不当，故障时不能满足快速准确动作的要求，在1～2 ms之内不能实现快速截流，并退出装置，造成异地两相短路时不能可靠开断，导致事故的发生和扩大。

5 消弧柜存在问题的整改建议

公司6～35 kV供配电系统过电压治理中消弧柜存在的问题，需要逐步优化完善，建议如下：

5.1 对不能满足使用要求的消弧柜进行改造，完善功能，缩短消弧控制装置及真空接触器出口动作时间，保证在系统发生弧光接地故障时，过电压倍数还没有达到峰值前就可靠地动作，迅速将弧光接地转化为金属接地，使故障点的电弧立即熄灭，消除弧光接地过电压，确保系统安全稳定运行。

5.2 对消弧柜存在的隐患缺陷，要引起高度重视，加大缺陷整改力度，制定整改计划，根据各站所实际运行情况，分区域保证总降站所各系统要有一套完好的消弧柜正确投入，确保在系统弧光接地时消弧装置正确动作，有效抑制弧光过电压。

5.3 现系统中零序功率方向保护与消弧消谐装置时间配合上有可能会出现“抢动”现象的问题。主要是零序保护装置动作至断路器分闸时间约60 ms左右,而消弧消谐装置动作至真空接触器合闸时间也在60 ms左右，每次发生弧光接地故障时，两者不能有效配合，有时零序保护先动，有时消弧消谐装置先动，建议对现有消弧消谐装置增加动作延时设置，可根据实际需要和零序保护动作时间进行配合。

5.4 当消弧消谐控制器检测到系统弧光接地后，真空接触器立即动作吸合转化为金属接地，消弧柜需具备两种复位模式：自动复位和手动复位。自动复位经8～10 s延时打开，如弧光接地故障仍然存在，真空接触器将再次动作吸合后不再进行自动复位，且自动复位功能可投退；手动复位需满足远方后台复位和就地复位两种模式。

5.5 为了便于运行人员的操作及监控，需将消弧装置的所有告警、动作等运行信息通过RS485接口与本站所的微机监控系统实现数据远传，并完善GPS对时功能，保证动作时间的一致性。

5.6 在新建项目技术交流设计时，要把好技术关，提出具体的选型设计要求，并根据公司6～35 kV电网系统各站所实际电容电流的大小，科学合理地选择消弧消谐柜各元器件的参数配置及型号。

6 结束语

目前公司供配电系统对过电压治理方面还没有系统完整的保护方案，因此在系统过电压时经常发生电压互感器、干式变压器烧毁，电缆放炮、电动机绝缘击穿、避雷器炸裂等事故。此类事故发生的原因，除了与系统中安装的过电压保护装置的性能有关外，供配电系统本身的复杂性对过电压装置的选择有着重要的影响，对于不同的系统，选择过电压保护时需考虑系统输电线路的类型、输配电线路的网络结构、负荷的性质和系统的接地方式。针对冶金企业复杂的供配电系统，很难以孤立的使用某种或几种过电压保护装置来全面抑制各种类型的系统过电压，且系统中采用多种不同厂家生产的过电压保护产品，因保护特性不能相互匹配，造成无法彻底有效地抑制系统过电压。近几年来，冶金、煤炭、石油、化工及供电等企业在提高电网和企业内部电网过电压治理方面虽取得了一些成功经验，但还需要进一步学习交流，结合本企业供配电系统实际运行特点，制定一套完整的系统过电压治理方案，以提高电网运行的安全性和供电的可靠性。

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